Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности Российский патент 2022 года по МПК F25J1/00 

Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности может быть использован в газовой промышленности.

Природный газ как в настоящее время, так и в обозримом будущем является одновременно наиболее экологически чистым видом топлива и ценным сырьем для газохимических предприятий. Российская Федерация занимает первое место в мире по разведанным запасам природного газа и его добыче. Учитывая современное снижение объема закупок природного газа, транспортируемого в европейские страны по системе магистральных трубопроводов, необходимо развитие иных путей транспорта природного газа, так как значительная часть мощных газовых месторождений расположена в труднодоступных районах Сибири и Дальнего Востока, а дефицит топлива сохраняется в странах тихоокеанского региона. Одним из наиболее перспективных направлений экспорта природного газа является морской транспорт сжиженного природного газа (далее СПГ) на специализированных судах.

Известен интегрированный способ сжижения природного газа и выделения жидкости из природного газа, включающий охлаждение потока исходного сырья, содержащего легкие углеводороды, в одном или более теплообменниках, где указанный исходный поток охлаждается и частично конденсируется за счет косвенного теплообмена, поступает в газожидкостной холодный сепаратор с разделением на верхний газообразный и нижний жидкий потоки, которые далее поступают в фракционирующую систему с ректификационными колоннами разделения легких фракций и тяжелых фракций (а) или колонну-деметанизатор (б), при этом верхний газообразный поток вводят в нижнюю часть ректификационной колоны, разделяющей легкие фракции, (а) или в верхнюю часть колонны-деметанизатора (б), а нижний жидкий поток вводят в среднюю часть ректификационной колонны, разделяющей тяжелые фракции, (а) или среднюю часть колонны-деметанизатора (б), вывод газовых и жидкостных потоков из фракционирующей системы осуществляют соответственно с верха и низа фракционирующих колонн (а) или колонны-деметанизатора (б), при этом если система фракционирования имеет легкий и тяжелый остатки фракционирующих колонн, то кубовый поток жидкости из нижней части колонны разделения легких фракций вводят в верхнюю часть ректификационной колонны разделения тяжелых фракций (а) (патент US 20140182331, МПК F25J 3/02, заявлен 30.12.2013 г., опубликован 03.07.2014 г.). Недостатками данного изобретения являются:

1) отсутствие очистки природного газа от паров воды и диоксида углерода, осложняющих эксплуатацию оборудования;

2) отсутствие связи с дальнейшей системой транспорта СПГ, накладывающее ограничения на значения параметров товарного продукта (температура и давление);

3) отсутствие системы утилизации природного газа и его компонентов, необходимой при их аварийных сбросах, а также при последующем хранении СПГ в резервуарах.

Известен комплекс хранения сжиженного природного газа, содержащий криогенные емкости с сжиженным природным газом и атмосферный испаритель, блок запорно-предохранительной и контрольно-измерительной аппаратуры, а также криогенный насос высокого давления, обеспечивающий подачу сжиженного природного газа из емкостей в испаритель и размещенный внутри сооружения котлованного типа из железобетона, имеющего сверху песчаную обсыпку и разделенного на два помещения теплоизолированной стенкой, в одном из которых, оборудованном линией сброса избыточного давления с обратным клапаном, расположены емкости сжиженного природного газа и криогенный насос высокого давления, а в другом расположен атмосферный испаритель, через который проходит линия подачи атмосферного воздуха с компрессором, направленная после испарителя в помещение, где расположены емкости сжиженного природного газа и криогенный насос, а линия природного газа с запорно-регулирующей арматурой проходит от емкостей сжиженного природного газа через испаритель и направлена к потребителям (патент на изобретение RU 2446344, МПК F17C 03/00, заявлен 24.01.2011 г., опубликован 27.03.2012 г.). Недостатками данного изобретения являются:

1) невозможность регулирования качества СПГ из-за отсутствия соответствующей аппаратуры для его очистки, например, для удаления корродирующих компонентов или компонентов с низкой теплотворной способностью;

2) жесткая связь работы комплекса хранения СПГ с графиками поставки природного газа, расход которого является независимым параметром, усложняющим управление комплексом.

Известен способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации, согласно которому природный газ отбирают из магистрального трубопровода, очищают от механических частиц, осушают, очищают от примесей и компримируют перед разделением газа на технологический и продукционный потоки, технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной, вращающий момент которой используют для компримирования входящего потока газа до разделения его на технологический и продукционный потоки, при этом технологический поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала, а жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя (патент на изобретение RU 2541360, МПК F25J 01/00, заявлен 20.02.2014 г., опубликован 10.02.2015 г.). Недостатками данного изобретения являются:

1) неэффективное отделение тяжелых углеводородов от природного газа в сопловом аппарате детандера по причине реализации однократной конденсации на одном псевдоконтактном устройстве, когда большая часть тяжелых углеводородов остается в газовом потоке и далее безвозвратно теряется как потенциальное газохимическое сырье;

2) узкая направленность изобретения со сжижением небольшой части природного газа, поступающего в одну из газораспределительных станций г. Екатеринбурга и транспортируемого далее в сжиженном виде потребителю автотранспортом, что не позволяет использовать разработанные решения для сжижения больших объемов природного газа.

Известен также наиболее близкий к заявляемому изобретению комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности: звено сепарации и замера природного газа, звено очистки природного газа от ртути и метанола, звено очистки природного газа от кислых примесей, звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа, звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше, звено сжижения природного газа, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, звено компримирования хладагента, звено хранения сжиженного природного газа, звено отгрузки сжиженного природного газа, звено компримирования отпарного газа и звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов (патент на изобретение RU 2629047, МПК F25J 1/00, заявлен 17.10.2016 г., опубликован 24.08.2017 г.). Недостатками данного изобретения являются:

1) сложность синхронизации производительности комплекса и системы закачки СПГ в газовозы, поскольку необходимо длительное время для закачки СПГ в хранилища, когда не выполняется загрузка газовозов;

2) риск простаивания газовоза на рейде комплекса при недостаточной загрузке хранилищ СПГ, пока они не заполнятся до уровня, обеспечивающего выполнение штатной закачки СПГ в газовоз.

Задачей заявляемого изобретения является разработка комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа, обеспечивающего оптимальную взаимосвязь стадий производства и отгрузки СПГ с учетом графика передвижения газовозов.

Поставленная задача может быть решена за счет того, что комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности:

- звено сепарации и замера природного газа 101, предусматривающее прием жидкостных пробок, редуцирование давления отсепарированного природного газа и регулирование температуры отсепарированного природного газа за счет подогрева теплоносителем;

- звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, предусматривающее удаление примеси ртути путем адсорбции и примеси метанола путем водной промывки и утилизации метанола с помощью инсинерации, для исключения коррозии алюминиевого оборудования и возможности появления твердых отложений в СПГ;

- звено очистки природного газа от кислых примесей, сероводорода и двуокиси углерода, 103, предусматривающее абсорбцию кислых примесей с помощью абсорбента в виде водного раствора амина и последующую регенерацию насыщенного абсорбента, для обеспечения требований к качеству товарного СПГ и для исключения возможности появления твердых отложений;

- звено осушки природного газа 104, предусматривающее адсорбцию влаги цеолитами до температуры точки росы минус 110°С с периодической регенерацией цеолитов на стадии пуска за счет собственного очищенного и осушенного и/или подготовленного природного газа, на стадии эксплуатации за счет отпарного газа и/или собственного очищенного и осушенного и/или подготовленного природного газа;

- звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше 105, предусматривающее их низкотемпературное извлечение за счет охлаждения очищенного и осушенного природного газа до температуры в диапазоне от минус 30 до минус 90°С в зависимости от содержания этих примесей в сырьевом природном газе посредством использования внешнего хладагента и/или за счет расширения природного газа в детандере с последующим его сжатием до величины давления, обеспечивающего противодавление процесса сжижения и хранения СПГ;

- звено сжижения природного газа 106, содержащее подзвено непосредственно сжижения, состоящее из одного или более последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике, размещенном в едином герметичном корпусе, и подзвено циркуляции хладагента, представляющее собой замкнутый контур циркулирующего хладагента, имеющего определенное содержание индивидуальных компонентов, с проведением компримирования этого хладагента в звене компримирования хладагента 108 для обеспечения холодом звена сжижения природного газа 106;

- звено хранения и компаундирования компонентов хладагента 107, представляющих собой индивидуальные вещества или их смеси, полученные со стороны или выделенные из сырьевого природного газа;

- звено компримирования хладагента 108, предусматривающее компрессор для сжатия хладагента;

- звено хранения СПГ 109 с исполнением, принимаемым в зависимости от топографии местности, береговой зоны и глубин морского дна в одном из трех вариантов: наземное исполнение с размещением в резервуарах, морское исполнение с размещением в резервуарах на плавучем судне или на гравитационной платформе, смешанное исполнение с размещением части СПГ в наземном исполнении и второй части СПГ в морском исполнении;

- звено отгрузки СПГ 110, предусматривающее подзвено - терминал наземного исполнения - для транспортировки СПГ до закачки в контейнеры и/или в морское хранилище и/или газовоз и подзвено - терминал морского исполнения - для закачки СПГ из морского хранилища в газовоз;

- звено компримирования отпарного газа 111, предусматривающее возврат отпарного газа из хранилищ в звено сжижения природного газа 106 за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени - до 2,0-3,0 МПа, на третьей ступени - до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей 103, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива на собственные нужды комплекса для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа 106 и хранения СПГ 109;

дополняют звеньями 201-208, которые полностью соответствуют звеньям 101-108, в единственном числе или в виде нескольких параллельных линий одинаковой мощности и следующими звеньями:

- звеном дегазации СПГ 209, включающим ёмкость дегазации для сброса давления СПГ, доведения температуры СПГ до требуемой и удаления избыточного количества отпарных газов, а также насосы для подачи СПГ в звено хранения СПГ 109;

- звеном компримирования отпарного газа 210, предусматривающим возврат отпарного газа из звена дегазации СПГ 209 в звено сжижения природного газа 206 за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени - до 2,0-3,0 МПа, на третьей ступени - до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей 203, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива на собственные нужды комплекса для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа 206 и дегазации СПГ 209.

Дополнение комплекса звеньями 201-208 формирует, по крайней мере, вторую, а при необходимости и третью линию выработки СПГ, благодаря их соответствию звеньям 101-108 удается существенно снизить затраты на проектирование, исполнение рабочих чертежей оборудования и его изготовление, монтаж аппаратуры и ее обвязки. Вторая и третья линии выработки СПГ позволят в два-три раза увеличить выпуск СПГ и приблизить производственную мощность комплекса к потенциальным возможностям портового терминала и транспортировки СПГ газовозами.

Звено дегазации СПГ 209 обеспечивает достижение необходимых для хранения и транспортировки параметров СПГ за счет его частичного испарения и перекачку СПГ, выработанного на второй линии, в звено хранения СПГ 109 первой линии, обеспечивая ускорение заполнения хранилищ. Выделившийся в звене дегазации СПГ 209 отпарной газ направляется в звено компримирования отпарного газа 210 и далее вовлекается в сжижение природного газа, а также частично используется на технологические нужды самого комплекса в качестве топлива.

Целесообразно при исполнении звеньев 201-208 в виде нескольких параллельных линий звенья 201-205 и 207 предусмотреть едиными для всех параллельных линий, что уменьшит число технологических объектов и упростит управление комплексом в целом. При этом звенья 201-208 могут быть выполнены с учетом обеспечения большей мощности, чем звенья 101-108.

Полезно, чтобы звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше 205, кроме удаления тяжёлых углеводородов С₅ и выше, также обеспечивало выработку компонентов хладагента как для звена хранения и компаундирования компонентов хладагента 207, так и для звена хранения и компаундирования компонентов хладагента 107, что повышает вариативность работы комплекса в целом.

Целесообразно также предусмотреть подачу отпарного газа из звена компримирования отпарного газа 111 в звено очистки природного газа от ртути и метанола 202 для обеспечения работы комплекса в период проведения ремонтных работ на звеньях 101-108, что обеспечивает полезное использование отпарного газа и непрерывные экспортные поставки СПГ.

Целесообразно для снижения затрат звенья очистки природного газа от ртути и метанола 102 и/или 202 и очистки природного газа от кислых примесей 103 и/или 203 объединить в одно звено с удалением метанола и кислых примесей в одной колонне с помощью водного раствора амина.

На чертеже приведена принципиальная схема одного из вариантов заявляемого комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности с использованием следующих обозначений:

1-30 - трубопровод;

31 - магистральный трубопровод;

101, 201 - звено сепарации и замера природного газа;

102, 202 - звено очистки природного газа от ртути и метанола;

103, 203 - звено очистки природного газа от кислых примесей;

104, 204 - звено осушки природного газа;

105, 205 - звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов C₅ и выше;

106, 206 - звено сжижения природного газа;

107, 207 - звено хранения и компаундирования компонентов хладагента;

108, 208 - звено компримирования хладагента;

109 - звено хранения СПГ;

110 - звено отгрузки СПГ;

111, 210 - звено компримирования отпарного газа;

209 - звено дегазации СПГ.

Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности включает в себя первую линию звеньев 101 -111 и вторую, параллельную первой, линию звеньев 201-210. Сырьевой природный газ из магистрального трубопровода 31 поступает параллельно по трубопроводам 1 и 17 с температурой 0-30°С и давлением до 11,0 МПа в звенья сепарации и замера природного газа 101 и 201, соответственно, где происходит удаление жидкостной пробки, а для отсепарированного природного газа обеспечивается поддержание давления на уровне не более 7,0 МПа и температуры на уровне не менее 14°С для стабильной работы остальных звеньев комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности. Отсепарированный природный газ далее по трубопроводам 2 и 18 направляют в звенья очистки природного газа от ртути и метанола 102 и 202, соответственно, где предварительно подогретый природный газ последовательно пропускают через адсорберы и промывочную колонну. Очищенный от ртути и метанола природный газ по трубопроводам 3 и 19 поступает в звенья очистки природного газа от кислых примесей 103 и 203, соответственно, где проходит колонну аминовой очистки, после чего охлаждается за счет последовательной передачи тепла потокам очищенного от ртути и метанола природного газа и отсепарированного природного газа. Очищенный от кислых примесей природный газ по трубопроводам 4 и 20 направляется в звено осушки природного газа 104 и 204, соответственно, где его пропускают через адсорберы для удаления с помощью молекулярных сит оставшейся воды до уровня, близкого к нулю.

Осушенный природный газ по трубопроводам 5 и 21 подают в звенья очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше 105 и 205, соответственно, где давление газа после предварительного охлаждения до температуры минус 30 - минус 90°С снижают посредством детандера до 2,0-3,5 МПа в зависимости от давления сырьевого природного газа, поступающего на комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности, отводимый из детандера природный газ фракционируют в ректификационных колоннах. После разделения в ректификационных колоннах из звеньев очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше 105 и 205 по трубопроводам 6 и 22 подготовленный природный газ подается в звенья сжижения природного газа 106 и 206, соответственно, а по трубопроводам 7 и 23 отводится стабильный конденсат.

Холодопроизводительность для звеньев сжижения природного газа 106 и 206 обеспечивается замкнутым контуром хладагента. Хранение индивидуальных веществ или их смесей, полученных со стороны или выделенных из сырьевого природного газа, и подготовка хладагента необходимого состава обеспечивается звеньями хранения и компаундирования компонентов хладагента 107 и 207, откуда по трубопроводам 15 и 29 осуществляется подпитка хладагента, непосредственно задействованного в звеньях сжижения природного газа 106 и 206. Из звеньев сжижения природного газа 106 и 206 хладагент по трубопроводам 14 и 27, соответственно, подается в звенья компримирования хладагента 108 и 208, где сжимается компрессором, и далее по трубопроводам 16 и 28 возвращается обратно в звенья сжижения природного газа 106 и 206, соответственно.

СПГ из звена сжижения природного газа 106 по трубопроводу 8 поступает в звено хранения СПГ 109, откуда по трубопроводу 11 отпарные газы, образующиеся при хранении СПГ, поступают в звено компримирования отпарного газа 111. СПГ из звена сжижения природного газа 206 по трубопроводу 24 поступает в звено дегазации СПГ 209, откуда по трубопроводу 25 отводятся отпарные газы в звено компримирования отпарного газа 210, а доведенный до требуемой температуры СПГ по трубопроводу 26 направляется на смешение с СПГ первой линии для подачи в звено хранения СПГ 109. Из звеньев компримирования отпарного газа 111 и 210 по трубопроводам 13 и 30 часть отпарного газа поступает в звенья очистки природного газа от кислых примесей 103 и 203, соответственно, для смешения с очищенным от кислых примесей природным газом. СПГ по трубопроводу 9 направляется в звено отгрузки СПГ 110, откуда выделившиеся отпарные газы по трубопроводу 12 поступают в звено компримирования отпарного газа 111, а СПГ по трубопроводу 10 закачивается в газовозы для транспорта потребителям.

Таким образом, заявленный комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности решает задачу разработки системы транспорта природного газа к потребителю за счет оптимизации взаимосвязей стадий производства и отгрузки СПГ с учетом графика передвижения газовозов.

Изобретение относится к газовой промышленности. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа включает: звено сепарации и замера природного газа 101, звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, звено очистки природного газа от кислых примесей, сероводорода и двуокиси углерода 103, звено осушки природного газа 104, звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше 105, звено сжижения природного газа 106, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента 107, звено компримирования хладагента 108, звено хранения СПГ 109, звено отгрузки СПГ 110, звено компримирования отпарного газа 111. Комплекс дополняют звеньями 201-208, которые полностью соответствует звеньям 101-108. В состав комплекса включают: звено дегазации СПГ 209, включающее ёмкость дегазации для сброса давления СПГ, доведения температуры СПГ до требуемой и удаления избыточного количества отпарных газов, а также насосы для подачи СПГ в звено хранения СПГ 109, звено компримирования отпарного газа 210, предусматривающее возврат отпарного газа из звена дегазации СПГ 209 в звено сжижения природного газа 206 за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени - до 2,0-3,0 МПа, на третьей ступени - до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей 203, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива на собственные нужды комплекса для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа 206 и хранения СПГ 109. Техническим результатом является синхронизация производительности комплекса и системы закачки СПГ в газовозы. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности:

– звено сепарации и замера природного газа 101, предусматривающее прием жидкостных пробок, редуцирование давления отсепарированного природного газа и регулирование температуры отсепарированного природного газа за счет подогрева теплоносителем;

– звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, предусматривающее удаление примеси ртути путем адсорбции и примеси метанола путем водной промывки и утилизации метанола с помощью инсинерации, для исключения коррозии алюминиевого оборудования и возможности появления твердых отложений в сжиженном природном газе (далее СПГ);

– звено очистки природного газа от кислых примесей, сероводорода и двуокиси углерода 103, предусматривающее абсорбцию кислых примесей с помощью абсорбента в виде водного раствора амина и последующую регенерацию насыщенного абсорбента, для обеспечения требований к качеству товарного СПГ и для исключения возможности появления твердых отложений;

– звено осушки природного газа 104, предусматривающее адсорбцию влаги цеолитами до температуры точки росы минус 110 °С с периодической регенерацией цеолитов на стадии пуска за счет собственного очищенного и осушенного и/или подготовленного природного газа, на стадии эксплуатации за счет отпарного газа и/или собственного очищенного и осушенного и/или подготовленного природного газа;

– звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105, предусматривающее их низкотемпературное извлечение за счет охлаждения очищенного и осушенного природного газа до температуры в диапазоне от минус 30 до минус 90 °С в зависимости от содержания этих примесей в сырьевом природном газе посредством использования внешнего хладагента и/или за счет расширения природного газа в детандере с последующим его сжатием до величины давления, обеспечивающего противодавление процесса сжижения и хранения СПГ;

– звено сжижения природного газа 106, содержащее подзвено непосредственно сжижения, состоящее из одного или более последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике, размещенном в едином герметичном корпусе, и подзвено циркуляции хладагента, представляющее собой замкнутый контур циркулирующего хладагента, имеющего определенное содержание индивидуальных компонентов, с проведением компримирования этого хладагента в звене компримирования хладагента 108 для обеспечения холодом звена сжижения природного газа 106;

– звено хранения и компаундирования компонентов хладагента 107, представляющих собой индивидуальные вещества или их смеси, полученные со стороны или выделенные из сырьевого природного газа;

– звено компримирования хладагента 108, предусматривающее компрессор для сжатия хладагента;

– звено хранения СПГ 109 с исполнением, принимаемым в зависимости от топографии местности, береговой зоны и глубин морского дна в одном из трех вариантов: наземное исполнение с размещением в резервуарах, морское исполнение с размещением в резервуарах на плавучем судне или на гравитационной платформе, смешанное исполнение с размещением части СПГ в наземном исполнении и второй части СПГ в морском исполнении;

– звено отгрузки СПГ 110, предусматривающее подзвено – терминал наземного исполнения – для транспортировки СПГ до закачки в контейнеры и/или в морское хранилище и/или газовоз и подзвено – терминал морского исполнения – для закачки СПГ из морского хранилища в газовоз;

– звено компримирования отпарного газа 111, предусматривающее возврат отпарного газа из хранилищ в звено сжижения природного газа 106 за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени – до 2,0-3,0 МПа, на третьей ступени – до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей 103, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива на собственные нужды комплекса для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа 106 и хранения СПГ 109;

отличающийся тем, что комплекс дополняют звеньями 201-208, которые полностью соответствует звеньям 101-108, в единственном числе или в виде нескольких параллельных линий одинаковой мощности, а также в состав комплекса включают следующие звенья:

– звено дегазации СПГ 209, включающее ёмкость дегазации для сброса давления СПГ, доведения температуры СПГ до требуемой и удаления избыточного количества отпарных газов, а также насосы для подачи СПГ в звено хранения СПГ 109;

– звено компримирования отпарного газа 210, предусматривающее возврат отпарного газа из звена дегазации СПГ 209 в звено сжижения природного газа 206 за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени – до 2,0-3,0 МПа, на третьей ступени – до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей 203, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива на собственные нужды комплекса для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа 206 и хранения СПГ 109.

2. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что при исполнении звеньев 201-208 в виде нескольких параллельных линий звенья 201-205 и 207 предусматриваются едиными для всех параллельных линий.

3. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что звенья 201-208 обеспечивают мощность больше, чем звенья 101-108.

4. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов C₅ и выше 205 дополнительно обеспечивает выработку компонентов хладагента для звена хранения и компаундирования компонентов хладагента 207 и/или для звена хранения и компаундирования компонентов хладагента 107.

5. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что отпарной газ направляют из звена компримирования отпарного газа 111 в звено очистки природного газа от ртути и метанола 202 в период проведения ремонтных работ на звеньях 101-108.

6. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что звенья очистки природного газа от ртути и метанола 102 и/или 202 и очистки природного газа от кислых примесей 103 и/или 203 объединяют в одно звено с удалением метанола и кислых примесей в одной колонне с помощью водного раствора амина.